La Ley de Illinois de Asequibilidad de una Red Eléctrica Limpia y Fiable (CRGA) exige que las compañías eléctricas del estado compensen a las baterías distribuidas de tres maneras. Deben ofrecer un reembolso de hasta 300 $/kWh, liquidar cada hora las importaciones y exportaciones netas a precios minoristas y pagar un incentivo adicional por descargar durante las tardes de verano.

Las dos compañías eléctricas más grandes de Illinois, ComEd en PJM y Ameren en MISO, diseñaron programas conformes con la ley sobre la base de sus tarifas y reglas de mercado existentes. Como resultado, las oportunidades de ingresos para los propietarios de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) varían entre ambas.

Sin contar el reembolso, una batería de 4 MW y 4 horas conectada a la red de distribución de ComEd podría generar 108.000 $/MW-año en 2030. Esto iguala la oportunidad mayorista de PJM y supone que el operador captura solo la mitad de los créditos disponibles por exportar durante los picos del sistema. En la red de Ameren, la misma batería generaría unos 2.000 $/MW-año bajo la CRGA. En el mercado mayorista de MISO, generaría 80.000 $/MW-año.

La diferencia se debe casi por completo a los créditos por picos, que ComEd ofrece y Ameren no. Además, Ameren aplica cargos por demanda a la carga nocturna, lo que reduce los ingresos del arbitraje energético.

Conclusiones principales

• Los créditos por picos impulsan los ingresos de las baterías distribuidas de ComEd. Las exportaciones durante los picos de PJM y ComEd convierten los cargos por capacidad y transmisión en créditos que valen unos 100.000 $/MW-año con una captura del 50%, lo que representa el 95% de la ventaja de ComEd frente a Ameren.
• Una batería distribuida de 4 horas en ComEd iguala los ingresos de su equivalente mayorista con una captura del 50% de los créditos por picos. A una batería de 2 horas le basta con una captura del 11%.
• Ameren no ofrece créditos por picos y aplica cargos por demanda a la carga nocturna. Con las tarifas actuales, las baterías generarían muchos más ingresos en el mercado mayorista de MISO.
• Actualmente, los emplazamientos de ComEd con medición neta pueden añadir la regulación de PJM, aunque esta opción no se ha probado con baterías independientes. Ameren no tiene una vía definida para acceder a los mercados de servicios complementarios de MISO.
• Se prevé que la Comisión de Comercio de Illinois (ICC) se pronuncie sobre la tarifa de medición neta de Ameren alrededor del 6 de febrero de 2027. El propio personal de la comisión ha sostenido que esta carece de autoridad para ordenar créditos por picos.

ComEd paga a las baterías por exportar durante los picos; Ameren dice que no puede hacerlo

Ambas compañías calculan los cargos por capacidad y transmisión de sus clientes en función de su consumo durante los picos de verano. En ComEd, el consumo de los clientes con medición neta en esas horas puede volverse negativo mediante la exportación. Así, una batería que descarga durante esas horas recibe un crédito en lugar de pagar un cargo.

Ameren no ofrece esta posibilidad. Ha dicho a la ICC que la contribución de un cliente a la capacidad «» y que la tarifa de transmisión de MISO no permite facturar una demanda negativa.